PL203817B1 - Sposób obróbki wsadu węglowodorowego - Google Patents
Sposób obróbki wsadu węglowodorowegoInfo
- Publication number
- PL203817B1 PL203817B1 PL372757A PL37275703A PL203817B1 PL 203817 B1 PL203817 B1 PL 203817B1 PL 372757 A PL372757 A PL 372757A PL 37275703 A PL37275703 A PL 37275703A PL 203817 B1 PL203817 B1 PL 203817B1
- Authority
- PL
- Poland
- Prior art keywords
- hydrotreating
- kerosene
- zone
- naphtha
- zones
- Prior art date
Links
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 title claims abstract description 43
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 44
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 claims abstract description 22
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 16
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 claims abstract description 15
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 32
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 17
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims description 16
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 16
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 16
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 14
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 12
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 9
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims description 9
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 9
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 9
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 claims description 9
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 claims description 9
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 claims description 7
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims description 7
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 238000005336 cracking Methods 0.000 claims description 6
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 6
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 claims description 3
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 238000004939 coking Methods 0.000 claims description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 claims description 2
- 239000012535 impurity Substances 0.000 claims description 2
- 229910000510 noble metal Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229910052763 palladium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229910052697 platinum Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 claims 2
- 150000003568 thioethers Chemical class 0.000 claims 1
- 229910052727 yttrium Inorganic materials 0.000 claims 1
- 125000005842 heteroatom Chemical group 0.000 abstract description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 5
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 4
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 3
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N Palladium Chemical compound [Pd] KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- -1 Y zeolite Chemical compound 0.000 description 2
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 2
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 2
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 2
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 description 2
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 2
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003915 liquefied petroleum gas Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 description 2
- BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N platinum Chemical compound [Pt] BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 2
- 150000004763 sulfides Chemical class 0.000 description 2
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 2
- WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N tungsten Chemical compound [W] WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000010937 tungsten Substances 0.000 description 2
- MXRIRQGCELJRSN-UHFFFAOYSA-N O.O.O.[Al] Chemical compound O.O.O.[Al] MXRIRQGCELJRSN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000019568 aromas Nutrition 0.000 description 1
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 1
- WHDPTDWLEKQKKX-UHFFFAOYSA-N cobalt molybdenum Chemical compound [Co].[Co].[Mo] WHDPTDWLEKQKKX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JPNWDVUTVSTKMV-UHFFFAOYSA-N cobalt tungsten Chemical compound [Co].[W] JPNWDVUTVSTKMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000006356 dehydrogenation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 230000001747 exhibiting effect Effects 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- DDTIGTPWGISMKL-UHFFFAOYSA-N molybdenum nickel Chemical compound [Ni].[Mo] DDTIGTPWGISMKL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MOWMLACGTDMJRV-UHFFFAOYSA-N nickel tungsten Chemical compound [Ni].[W] MOWMLACGTDMJRV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 239000000779 smoke Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 239000000758 substrate Substances 0.000 description 1
- WWNBZGLDODTKEM-UHFFFAOYSA-N sulfanylidenenickel Chemical compound [Ni]=S WWNBZGLDODTKEM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 230000000153 supplemental effect Effects 0.000 description 1
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
- C10G65/02—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
- C10G65/10—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including only cracking steps
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
- C10G65/02—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only
- C10G65/12—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural serial stages only including cracking steps and other hydrotreatment steps
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Description
Opis wynalazku
Przedmiotem niniejszego wynalazku jest sposób obróbki wsadu węglowodorowego obejmujący wielostopniowy sposób hydrokrakowania, w którym produkty lekkie z pierwszego stopnia, takie jak benzyna ciężka, nafta i olej napędowy, łączy się z benzyną ciężką, naftą i olejem napędowym z innych źródeł i recyrkuluje z frakcjonowania do stopnia drugiego (albo kolejnego stopnia) urządzenia do hydrokrakowania w celu wytworzenia produktów lżejszych, takich jak gaz i benzyna ciężka.
Historycznie, istniało niewielkie zapotrzebowanie na krakowanie nafty albo innych produktów lekkich do produktów jeszcze lżejszych. W Stanach Zjednoczonych istnieje niewielkie zapotrzebowanie na gaz albo inne, bardzo lotne produkty. Substancje pozostałości podestylacyjnych są zwykle substancjami recyrkulowanymi w hydrokrakowaniu dwustopniowym, jak praktykuje się to w Stanach Zjednoczonych. W Azji istnieje, jednakże, zapotrzebowanie na produkty takie jak LPG (gaz płynny) i LNG (gaz ciekły naturalny).
Aczkolwiek, istnieje zapotrzebowanie na bardzo lekkie produkty w pewnych częściach świata, wielu ekspertów uważa, że produkty lekkie nie będą ulegać krakowaniu w większości reaktorów (przy zastosowaniu typowych katalizatorów hydrokrakowania, w przeciwieństwie do katalizatorów FCC) ponieważ znajdują się one w fazie pary w przeciwieństwie do fazy ciekłej. To przekonanie najwyraźniej wynika z faktu, że otoczenie w jednostopniowym urządzeniu do hydrokrakowania, w obecności H2S i NH3, nie jest sprzyjające dla krakowania produktów lekkich.
Pomysł zawracania pozostałości podestylacyjnych do wstępnego stopnia hydrokrakowania (raczej niż drugiego stopnia) jest dobrze znany. Patent US Nr 6,261,441 (Gentry i współprac.) ujawnia zawracanie pozostałości podestylacyjnych, które hydrokrakowano i odparafinowano, z powrotem do urządzenia do hydrokrakowania. Patent US nr 5,447,621 (Hunter) ujawnia sposób ulepszenia destylatu średniego. Strumień boczny destylatu średniego z typowego procesu hydrokrakowania jednostopniowego jest cyrkulowany do stopnia hydroobróbki, takiego jak reaktor nasycania związków aromatycznych i/lub reaktor odparafinowania katalitycznego w celu wywołania ulepszenia destylatu średniego. Ulepszony produkt jest następnie wykończany w etapie frakcjonowania w kolumnie typu „side-stripper. Wynalazek ten ujawnia kierowanie destylatu średniego do stopnia hydroobróbki. Destylaty średnie są ulepszane, nie krakowane, jak w niniejszym zgłoszeniu patentowym.
Patent US Nr 4,789,457 (Fischer i współprac.) ujawnia sposób, w którym wysoce aromatyczny, zasadniczo dealkilowany wsad jest przetwarzany bezpośrednio do benzyny wysokooktanowej przez hydrokrakowanie na katalizatorze korzystnie zawierającym zeolit o szerokich porach, taki jak zeolit Y, w dodatku do składnika uwodorniającego-odwodorniającego. Surowcem jest korzystnie olej lekkiego cyklu. Olej lekkiego cyklu jest cięższy od nafty i benzyny ciężkiej krakowanej w niniejszym zgłoszeniu patentowym, i w patencie Fischera i współprac, zastosowano tylko jeden stopień hydrokrakowania.
Streszczenie wynalazku
Zgłaszający stwierdzili, że w otoczeniu czystego urządzenia hydrokrakującego drugiego stopnia, z usuniętymi heteroatomami, produkty lekkie będą ulegać krakowaniu. Przykłady pokazują, że wydajność netto nafty zmniejsza się, gdy jest ona recyrkulowana do drugiego stopnia na bazie surowej mieszanki zasilającej, podczas gdy ilości destylatów średnich pozostają takie same. Recyrkulacja nafty do stopnia drugiego zwiększa wydajność nafty reformowanej zakresu 170-350 °F, produktu najwyżej cenionego przez klientów.
Ujawniony niniejszym wynalazek przedstawia sposób wytwarzania produktów lekkich, takich jak gaz i nafta, przez przetwarzanie nafty w stopniu drugim (albo stopniu kolejnym) wielostopniowego urządzenia hydrokrakującego. Nafta, olej napędowy i benzyna ciężka z innych źródeł są włączone do recyrkulacji, i w kolejnych stopniach hydroobróbki utrzymuje się niższe ciśnienie niż w początkowym stopniu hydroobróbki. Powoduje to oszczędności w kosztach.
Niniejszy wynalazek jest streszczony następująco:
Sposób hydroobróbki wsadu węglowodorowego, przy czym w sposobie zastosowano wielokrotne strefy hydroobróbki w zakresie pojedynczej pętli reakcyjnej, i obejmujący następujące etapy:
(a) skierowania wsadu węglowodorowego do pierwszej strefy hydroobróbki, posiadającej jedno albo więcej złoże zawierające katalizator hydroobróbki, przy czym strefa hydroobróbki jest utrzymywana w warunkach hydroobróbki, w których wsad styka się z katalizatorem i wodorem w celu wytworzenia strumienia pary i strumienia cieczy jako odcieku;
(b) usunięcia ze szczytu kolumny strumienia pary z etapu (a), który zawiera wodór, siarkowodór i lekkie gazy wę glowodorowe;
PL 203 817 B1 (c) połączenia strumienia cieczy z etapu (b) z ciekłym odciekiem z innych stref hydroobróbki;
(d) skierowania strumienia cieczy z etapu (c), który zawiera związki węglowodorowe, wrzące w przybliż eniu w tym samym zakresie temperatur co wsad wę glowodorowy, do frakcjonowania;
(e) rozdzielenia strumienia cieczy z etapu (d), we frakcjonowaniu, na frakcję gazową, benzyny ciężkiej, nafty i oleju napędowego, w dodatku do frakcji pozostałości podestylacyjnych;
(f) skierowania frakcji pozostałości podestylacyjnych z 3 etapu (e) do dalszej obróbki albo recyrkulacji do jednej albo więcej z innych stref hydroobróbki z etapu (c);
(g) skierowania jednej albo więcej z frakcji benzyny ciężkiej, nafty i oleju napędowego do dalszej obróbki jako produktów albo recyrkulację jednej albo więcej z frakcji do jednej albo więcej z innych stref hydroobróbki z etapu (c), przy czym frakcje nafty, benzyny ciężkiej, i oleju napędowego są połączone z frakcjami nafty, benzyny ciężkiej i oleju napędowego z innych źródeł, w powyższych strefach hydroobróbki albo strefach utrzymywanych w warunkach hydroobróbki utrzymuje się niższe ciśnienie niż w pierwszej strefie hydroobróbki, i posiadają one otoczenie zasadniczo wolne od H2S, NH3, albo innych zanieczyszczeń heteroatomowych;
(h) skierowania odcieku z etapu (g) do frakcjonowania; i (i) odzyskania we frakcjonowaniu zwiększonych ilości gazu i benzyny ciężkiej, przy czym raczej w etapie frakcjonowania z etapu (h), niż w etapie frakcjonowania z etapu (e).
Skrócony opis rysunku
Figura przedstawia dwustopniowy sposób hydrokrakowania, umożliwiający zawracanie frakcji pozostałości podestylacyjnych, frakcji oleju napędowego, frakcji nafty albo frakcji benzyny ciężkiej do drugiego stopnia reaktora.
Szczegółowy opis wynalazku
Ogrzany wstępnie olej zasilający w strumieniu 1 jest mieszany z wodorem w strumieniu 2 przed wejściem do pierwszego stopnia albo głównej strefy hydroobróbki 10. Ta strefa hydroobróbki jest korzystnie reaktorem ze złożem nieruchomym, z przepływem „w dół. Ten reaktor zawiera wiele złóż katalizatora hydroobróbki. Co najmniej jedno złoże zawiera katalizator hydrokrakowania.
Odciek 3 z reaktora pierwszego stopnia, który poddano hydroobróbce i częściowo hydrokrakowaniu, zawiera strumień cieczy i strumień pary. Strumień pary 3(a) usuwa się szczytem kolumny. Zawiera on wodór, siarkowodór i lekkie gazy węglowodorowe. Strumień cieczy 3(b) łączy się z ciekłym odciekiem z innych stref procesu, przedstawionym strumieniem 4. Strumień 3 (b) i strumień 4 łączy się w celu wytworzenia strumienia 5. Strumień 5 kieruje się do jednostki frakcjonują cej 30, gdzie jest rozdzielany na strumień gazu 6, strumień benzyny ciężkiej 7, strumień nafty 8, strumień oleju napędowego 9 i strumień pozostałości podestylacyjnych 14. Produkt benzyny ciężkiej może być kolejno recyrkulowany, w całości albo w części, strumieniem 11 do strumienia 15, i ostatecznie do reaktora drugiego stopnia 20. Produkt nafty może być kolejno recyrkulowany, w całości albo w części, strumieniem 12 do strumienia 15, i ostatecznie do reaktora drugiego stopnia 20. Produkt oleju napędowego może być kolejno recyrkulowany, w całości albo w części, strumieniem 13 do strumienia 15, i ostatecznie do reaktora drugiego stopnia 20. Pozostałości podestylacyjne w strumieniu 14 mogą być kierowane do dalszej obróbki (w strumieniu 14a) albo, kolejno, mogą być recyrkulowane strumieniem 14 (b) do reaktora drugiego 20. Reaktor drugi 20 przedstawia strefy hydroobróbki następcze względem pierwszej strefy hydroobróbki. Każda z tych stref posiada otoczenie zasadniczo wolne od H2S, NH3, albo innych składników heteroatomowych.
Surowce
Według niniejszego wynalazku można zastosować szeroką gamę surowców węglowodorowych. Typowe surowce obejmują ciężkie albo syntetyczne frakcje olejowe albo strumień technologiczny posiadający punkt wrzenia powyżej 200°C (392°F). Takie surowce obejmują próżniowe oleje napędowe, ciężkie, atmosferyczne oleje napędowe, olej napędowy z opóźnionego koksowania, olej napędowy z procesu visbreaker, oleje demetalizowane, pozostałości próżniowe, pozostałości atmosferyczne, olej deasfaltowany, strumienie z procesu Fischera-Tropscha, i strumienie FCC.
Produkty
Aczkolwiek nacisk położono na zwiększone wytwarzanie gazu i benzyny ciężkiej, sposób według niniejszego wynalazku jest także użyteczny w wytwarzaniu frakcji średniego destylatu, wrzących w zakresie około 121-371°C (250-700°F). Frakcję średniego destylatu określa się jako posiadającą przybliżony zakres wrzenia od około 125°C (250°F) do 375°C (700°F). Co najmniej 75% objętościowych, korzystnie 85% objętościowych, składników średniego destylatu posiada temperaturę wrzenia w warunkach normalnych większą od 125°C (250°F). Co najmniej około 75% obję toś ciowych,
PL 203 817 B1 korzystnie 85% objętościowych, składników średniego destylatu posiada temperaturę wrzenia w warunkach normalnych niższą od 375°C (700°F). Określenie „destylat średni obejmuje frakcje wrzące w zakresie oleju napę dowego, paliwa do silników turboodrzutowych i nafty.
Zakres temperatur wrzenia nafty albo paliwa do silników turboodrzutowych odnosi się do zakresu pomiędzy 138-274°C (280°F i 525°F). Określenie „zakres wrzenia oleju napędowego dotyczy węglowodorów wrzących w zakresie od 121-371°C (250°F do 700°F).
W sposobie według niniejszego wynalazku podkreślone jest wytwarzanie benzyny i benzyny ciężkiej. Benzyna i benzyna ciężka zwykle wrze w zakresie poniżej 204°C (400°F), albo C10. Zakresy wrzenia różnych frakcji produktu uzyskiwanych w danej rafinerii będą różnić się od siebie takimi czynnikami jak charakterystyki źródła surowej ropy naftowej, lokalne rynki rafineryjne, i ceny produktów.
Ciężki, poddany hydroobróbce olej napędowy, inny produkt niniejszego wynalazku, zwykle wrze w zakresie od 550°F do 700°F.
Warunki
Warunki hydroobróbki są określeniem ogólnym, które w tym zgłoszeniu patentowym odnosi się głównie do hydrokrakowania albo hydroobróbki, korzystnie hydrokrakowania. Reaktor pierwszego stopnia, jak przedstawiono na figurze 1, jest urządzeniem hydrokrakującym z częściową konwersją.
Typowe warunki hydrokrakowania obejmują temperaturę reakcji od 204°C - 510°C (400°F - 950°F), korzystnie 343°C - 454°C, (650°F - 850°F). Ciśnienie reakcji zmienia się w zakresie od 3,5 - 4,5 Mpa, (500 do 5000 psig) (funt na cal kwadratowy). Korzystnie 10,4 - 24,2 Mpa, (1500-3500 psig). LHSV (liquid hourly space velocity) zmienia się w zakresie od 0,1 do 15 godz.-1 (v/v), korzystnie 0,25 - 2,5 godz.-1. Zużycie wodoru zmienia się w zakresie od 500 do 2500 SCF (standardowych stóp sześciennych) na baryłkę ciekłego wsadu węglowodorowego) 89,1 - 445 m3 H2/m3 wsadu. Reaktory kolejne względem pierwszego reaktora hydroobróbki pracują przy ciśnieniu co najmniej o 100 psig niższym od tego dla pierwszego reaktora, i korzystnie od 500 do 1000 psig niższym od tego dla pierwszego reaktora.
Katalizator
Każda strefa hydroobróbki może zawierać tylko jeden katalizator, albo kilka katalizatorów łącznie.
Katalizator hydrokrakowania ogólnie zawiera składnik krakujący, składnik uwodorniający, oraz spoiwo. Takie katalizatory są dobrze znane. Składnik krakujący może obejmować fazę bezpostaciowej krzemionki/tlenku glinu i/lub zeolit, taki jak typu-Y albo zeolit USY. W katalizatorach wykazujących wysoką aktywność krakującą często stosuje się zeolity REX, REY i USY. Spoiwem jest zwykle krzemionka albo tlenek glinu. Składnik uwodorniający będzie metalem grupy VI, grupy VII, albo grupy VIII, albo ich tlenkami albo siarczkami, korzystnie jednym albo więcej z żelaza, chromu, molibdenu, wolframu, kobaltu, albo niklu, albo ich siarczkami albo tlenkami. Jeśli są obecne w katalizatorze, te składniki uwodorniające ogólnie stanowią od około 5% do około 40% wagowych katalizatora. Inaczej, metale szlachetne, zwłaszcza platyna i/lub pallad, mogą być obecne jako składnik uwodorniający, zarówno pojedynczo jak i w połączeniu z podstawowymi metalicznymi składnikami uwodorniającymi: żelazem, chromem, molibdenem, wolframem, kobaltem, albo niklem. Jeśli są obecne, metale z grupy platynowców będą ogólnie stanowić od około 0,1% do około 2% wagowych katalizatora.
Katalizator hydroobróbki zwykle jest przeznaczony do usuwania siarki i azotu i dostarczania stopnia nasycenia związków aromatycznych. Będzie on zwykle kompozytem metalu grupy VI albo jego związku, i metalu grupy VIII albo jego związku, osadzonym na porowatym podłożu trudnotopliwym, takim jak tlenek glinu. Przykładami katalizatorów hydroobróbki są kobalt-molibden, siarczek niklu, nikiel-wolfram, kobalt-wolfram i nikiel-molibden osadzony na tlenku glinu. Takie katalizatory hydroobróbki są zwykle presiarczkowane.
Wybór katalizatora jest podyktowany potrzebami sposobu i charakterystykami produktu. W szczególności, katalizator szlachetny można zastosować w drugim stopniu, gdy jest tam obecna niewielka ilość H2S.
Poniższe przykłady ilustrują względne wydajności recyrkulowania nafty w celu wytworzenia produktów lżejszych o wyższej jakości, w przeciwieństwie do braku recyrkulacji nafty.
P r z y k ł a d „Recyrkulację nafty symulowano kierując naftę z pierwszego stopnia hydrokrakowania na katalizatorze do drugiego stopnia hydrokrakowania. Nafta z pierwszego stopnia posiadała punkt dymienia równy 14 mm i 25 LV% (% ciekłej objętości) aromatów. Wydajności netto z przebiegów, gdzie recyrkulowano naftę, obliczono przez odjęcie uzupełniającego wsadu nafty od mierzonej wydajności nafty brutto (waga brutto produktu nafty - waga nafty „recyrkulowanej = wydajność netto produktu nafty).
PL 203 817 B1
W trybie recyrkulacji nafty, katalizator hydokrakowania, podstawowy metal na bazie zeolitu, krakował znaczną frakcję nafty do benzyny ciężkiej i gazu (patrz Tabele 1 i 2). Wydajność netto nafty zmniejszyła się w mieszance surowego wsadu, natomiast jakości średnich destylatów pozostawały takie same. Recyrkulowanie nafty do drugiego stopnia zwiększyło wydajność nafty reformowanej z zakresu 170-350 °F, produktu najbardziej poszukiwanego przez klientów.
T a b e l a 1
Dwustopniowe hydrokrakowanie mieszanki wsadu próżniowego oleju napędowego/hydrokrakowanego oleju napędowego/oleju lekkiego cyklu za pomocą katalizatora hydrokrakowania
| Godziny obiegu | 600-624 | |
| Temp. reaktora 1, °F | 725 | |
| Temp. reaktora 2, °F | 669 | |
| Całkowita LHSV, godz.-1 | 1,00 | |
| Konwersja na przebieg | 58 | |
| Całkowite ciśnienie, PSIG | 2297 | |
| Brak ubytku wydajności produktów | % wag. | % objęt. |
| C1 | 0,13 | |
| C2 | 0,18 | |
| C3 | 0,56 | |
| iC4 | 0,94 | 1,62 |
| nC4 | 0,63 | 1,06 |
| C5-170°F | 3,43 | 5,04 |
| 170-350°F | 13,04 | 16,48 |
| 350-550°F | 29,99 | 33,44 |
| 550-RCP | 15,57 | 16,92 |
| Recyrkulacja upustu | 34,84 | 38,17 |
| Temp. między temp. wrzenia kolejnych frakcji odcieku, °F | 656 | |
| Całkowite C4- | 2,44 | |
| Całkowite C5+ | 96,87 | 110,04 |
| Podsumowanie | 99,6 | // |
| Zawartość azotu w pozostałości podestylacyjnej z kolumny frakcjonującej | 24,5 |
T a b e l a 2
Dwustopniowe hydrokrakowanie mieszanki wsadu próżniowego oleju napędowego/hydrokrakowanego oleju napędowego/oleju lekkiego cyklu za pomocą katalizatora hydrokrakowania, z „recyrkulacją nafty”
| Godziny obiegu | 816-840 | |
| 1 | 2 | 3 |
| Temp. reaktora 1, °F | 725 | |
| Temp. reaktora 2, °F | 691 | |
| Całkowita LHSV, 1/godz. | 1,00 | |
| Konwersja na przebieg, % | 60 | |
| Całkowite ciśnienie, PSIG | 2294 | |
| Brak ubytku wydajności produktów | % wag. | % objęt. |
PL 203 817 B1 cd. tabeli 2
| 1 | 2 | 3 |
| Ci | 0,13 | |
| C2 | 0,20 | |
| C3 | 0,80 | |
| iC4 | 1,80 | |
| nC4 | 0,99 | |
| C5-170 °F | 6,4 | 9,5 |
| 170-350°F | 18,0 | 22,8 |
| 350-550°F | 24,0 | 26,8 |
| 550-650°F | 15,3 | 16,6 |
| 650°F+ | 32,4 | 35,3 |
| Temp. między temp. wrzenia kolejnych frakcji odcieku, °F | 65°F | |
| Całkowite C5+ | 96,1 | 111,0 |
| Całkowite C4- | 3,72 | |
| Chemiczne zużycie H2, SCF/baryłkę | 2080 | |
| Podsumowanie | 99,7 | |
| Zawartość azotu w pozostałości podestylacyjnej z kolumny frakcjonującej | 28 |
Zastrzeżenia patentowe
Claims (17)
1. Sposób obróbki wsadu węglowodorowego, znamienny tym, że obejmuje zastosowanie wielokrotnych stref hydroobróbki w zakresie pojedynczej pętli reakcyjnej i zawiera następujące etapy:
(a) skierowania wsadu węglowodorowego do pierwszej strefy hydroobróbki, posiadającej jedno albo więcej złoże zawierające katalizator hydroobróbki, przy czym strefa hydroobróbki jest utrzymywana w warunkach hydroobróbki, w których wsad styka się z katalizatorem i wodorem w celu wytworzenia strumienia pary i strumienia cieczy jako odcieku;
(b) usunięcia ze szczytu kolumny strumienia pary z etapu (a), który zawiera wodór, siarkowodór i lekkie gazy węglowodorowe;
(c) połączenia strumienia cieczy z etapu (b) z ciekłym odciekiem z innych stref hydroobróbki;
(d) skierowania strumienia cieczy z etapu (c), który zawiera związki węglowodorowe, wrzące w przybliż eniu w tym samym zakresie temperatur co wsad wę glowodorowy, do frakcjonowania;
(e) rozdzielenia strumienia cieczy z etapu (d), we frakcjonowaniu, na frakcję gazową, benzyny ciężkiej, nafty i oleju napędowego, w dodatku do frakcji pozostałości podestylacyjnych;
(f) skierowania frakcji pozostałości podestylacyjnych z etapu (e) do dalszej obróbki albo recyrkulacji do jednej albo więcej z innych stref hydroobróbki z etapu (c);
(g) skierowania jednej albo więcej z frakcji benzyny ciężkiej, nafty i oleju napędowego do dalszej obróbki jako produktów albo recyrkulacji jednej albo więcej z frakcji do jednej albo więcej z innych stref hydroobróbki z etapu (c), przy czym frakcje nafty, benzyny ciężkiej, i oleju napędowego są połączone z frakcjami nafty, benzyny ciężkiej i oleju napędowego z innych źródeł, w powyższej strefie hydroobróbki albo strefach utrzymywanych w warunkach hydroobróbki jest utrzymywane ciśnienie niższe niż w pierwszej strefie hydroobróbki, i posiadają one otoczenie zasadniczo wolne od H2S, NH3, albo innych zanieczyszczeń heteroatomowych;
(h) skierowania odcieku z etapu (g) do frakcjonowania;
(i) odzyskania we frakcjonowaniu zwiększonych ilości gazu i benzyny ciężkiej, i zmniejszonych ilości nafty, przy czym raczej w etapie frakcjonowania z etapu (h), niż w etapie frakcjonowania z etapu (e).
2. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że ciśnienie w kolejnej strefie albo strefach z zastrz. 1, etap (g), jest co najmniej o 100 psi niższe od ciśnienia w strefie początkowej.
PL 203 817 B1
3. Sposób według zastrz. 2, znamienny tym, że ciśnienie w kolejnej strefie albo strefach z zastrz. 1 jest od 500 do 1000 psig niższe niż ciśnienie w strefie początkowej.
4. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że co najmniej jedno złoże w każdej strefie hydroobróbki zawiera katalizator hydrokrakowania.
5. Sposób wedł ug zastrz. 1, znamienny tym, ż e warunki hydroobróbki z zastrz. 1, etap (a), i zastrz. 1, etap (g), obejmują temperaturę reakcji od 204°C - 510°C ciśnienie reakcji w zakresie 3,5 - 34,5 Mpa, i LHSV w zakresie od 0,1 do 15 godz.-1 (v/v), i zużycie wodoru w zakresie 89,1 - 445 m3 H2/m3 wsadu).
6. Sposób według zastrz. 5, znamienny tym, że warunki hydroobróbki z zastrz. 1, etap (a), i zastrz. 1, etap (g), korzystnie obejmują temperaturę reakcji od (343°C - 454°C), ciśnienie reakcji w zakresie od 10,4 - 24,2 Mpa, i LHSV w zakresie od 0,25 do 2,5 godz.-1, i zużycie wodoru w zakresie 89,1 - 445 m3 H2/m3 wsadu.
7. Sposób wedł ug zastrz. 1, znamienny tym, ż e wsad z zastrz. 1, etap (a) zawiera wę glowodory wrzące powyżej 200°C.
8. Sposób według zastrz. 7, znamienny tym, że wsad jest wybrany z grupy składającej się z próżniowego oleju napędowego, ciężkiego, atmosferycznego oleju napę dowego, oleju napędowego z opóź nionego koksowania, oleju napę dowego z procesu visbreaker, olejów demetalizowanych, oleju z lekkiego cyklu FCC, pozostałości próż niowej, oleju deasfaltowanego, strumieni Fischera-Tropscha, i strumieni FCC.
9. Sposób wedł ug zastrz. 1, znamienny tym, ż e katalizatory hydroobróbki z pierwszej strefy hydroobróbki z zastrz. 1, etap (a), i strefa hydroobróbki z zastrz. 1, etap (g), zawierają składnik krakujący i składnik uwodorniający.
10. Sposób według zastrz. 9, znamienny tym, że składnik uwodorniający jest wybrany z metali grupy VI, grupy VII albo grupy VIII.
11. Sposób według zastrz. 10, znamienny tym, że składnik uwodorniający jest wybrany z grupy składającej się z Ni, Mo, W, Pt i Pd albo ich połączeń.
12. Sposób według zastrz. 10, znamienny tym, że metale z grupy VI, grupy VII albo grupy VIII mogą występować zarówno jako siarczki albo tlenki.
13. Sposób według zastrz. 10, znamienny tym, że składnik uwodorniający zawiera od 5 do 40% wagowych katalizatora.
14. Sposób według zastrz. 11, znamienny tym, że metale szlachetne stanowią od około 0,1% wagowego do około 2%. wagowych katalizatora.
15. Sposób według zastrz. 9, znamienny tym, że składnik krakujący może być bezpostaciowy albo zeolityczny.
16. Sposób według zastrz. 15, znamienny tym, że składnik zeolityczny jest wybrany z grupy składającej się z zeolitów Y, USY, REX i REY.
17. Sposób według zastrz. 1, etap (i), znamienny tym, że odzyskuje się zwiększoną ilość benzyny ciężkiej, wrzącej w zakresie 170-350 °F.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US10/162,774 US20030221990A1 (en) | 2002-06-04 | 2002-06-04 | Multi-stage hydrocracker with kerosene recycle |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| PL372757A1 PL372757A1 (pl) | 2005-08-08 |
| PL203817B1 true PL203817B1 (pl) | 2009-11-30 |
Family
ID=29583629
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| PL372757A PL203817B1 (pl) | 2002-06-04 | 2003-05-02 | Sposób obróbki wsadu węglowodorowego |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (3) | US20030221990A1 (pl) |
| EP (1) | EP1511824A4 (pl) |
| JP (1) | JP2006510746A (pl) |
| AU (1) | AU2003228827B2 (pl) |
| CA (1) | CA2487381A1 (pl) |
| PL (1) | PL203817B1 (pl) |
| WO (1) | WO2003104358A1 (pl) |
| ZA (1) | ZA200409344B (pl) |
Families Citing this family (28)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP1787289B1 (en) * | 2004-07-30 | 2018-01-10 | Dictaphone Corporation | A system and method for report level confidence |
| US7427349B2 (en) * | 2004-12-16 | 2008-09-23 | Chevron U.S.A. Inc. | Fuels hydrocracking and distillate feed hydrofining in a single process |
| RU2298578C1 (ru) * | 2006-01-26 | 2007-05-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное объединение "Нефтехимальянс" (ООО НПО "Нефтехимальянс") | Способ гидрогенизационной переработки тяжелого нефтяного сырья |
| CN101173189B (zh) * | 2006-11-01 | 2010-05-12 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种生产化工原料的两段加氢裂化方法 |
| US7983170B2 (en) * | 2006-12-19 | 2011-07-19 | Citrix Systems, Inc. | In-band quality-of-service signaling to endpoints that enforce traffic policies at traffic sources using policy messages piggybacked onto DiffServ bits |
| KR101399207B1 (ko) * | 2007-08-22 | 2014-05-26 | 에스케이루브리컨츠 주식회사 | 미전환유를 이용한 고급 윤활기유 공급원료의 제조방법 |
| US8658020B2 (en) | 2007-12-19 | 2014-02-25 | Phillips 66 Company | Process for upgrading kerosene to gasoline by ring contraction—ring opening—dehydrogenation |
| US20090159493A1 (en) * | 2007-12-21 | 2009-06-25 | Chevron U.S.A. Inc. | Targeted hydrogenation hydrocracking |
| US20100200459A1 (en) * | 2009-02-10 | 2010-08-12 | Chevron U.S.A. Inc. | Selective staging hydrocracking |
| CN103572505A (zh) * | 2012-08-08 | 2014-02-12 | 苏州维艾普新材料有限公司 | 一种纤维均匀分布用摇摆筒装置 |
| CN104043474B (zh) * | 2013-03-13 | 2016-08-03 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种加氢裂化催化剂及其制备方法和应用 |
| CN104043473B (zh) * | 2013-03-13 | 2016-10-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种加氢裂化催化剂及其应用 |
| US10010808B2 (en) * | 2013-03-15 | 2018-07-03 | Uop Llc | Process and apparatus for recovering and blending hydroprocessed hydrocarbons and composition |
| RU2640419C2 (ru) | 2013-03-15 | 2018-01-09 | Ламмус Текнолоджи Инк. | Гидрообработка продуктов термического крекинга |
| WO2015000848A1 (en) * | 2013-07-02 | 2015-01-08 | Saudi Basic Industries Corporation | Process and installation for the conversion of crude oil to petrochemicals having an improved carbon-efficiency |
| ES2725609T3 (es) * | 2013-07-02 | 2019-09-25 | Saudi Basic Ind Corp | Proceso e instalación para la conversión de crudo en productos petroquímicos que tienen un rendimiento de etileno mejorado |
| ES2701819T3 (es) | 2014-02-25 | 2019-02-26 | Saudi Basic Ind Corp | Método para convertir una materia prima hidrocarbonada de alto punto de ebullición en productos hidrocarbonados de menor punto de ebullición |
| US10316259B2 (en) | 2014-02-25 | 2019-06-11 | Saudi Basic Industries Corporation | Process for converting hydrocarbons into olefins |
| CN104923291B (zh) * | 2014-03-21 | 2018-07-31 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种加氢裂化催化剂及其制备和应用 |
| WO2016102248A1 (en) * | 2014-12-22 | 2016-06-30 | Sabic Global Technologies B.V. | Process for producing c2 and c3 hydrocarbons |
| SG11201704641VA (en) | 2014-12-22 | 2017-07-28 | Sabic Global Technologies Bv | Process for producing c2 and c3 hydrocarbons |
| CN104611056B (zh) * | 2015-02-11 | 2017-03-08 | 武汉凯迪工程技术研究总院有限公司 | 一种低温费托合成产物的加氢处理方法 |
| US11041129B2 (en) * | 2016-12-20 | 2021-06-22 | Uop Llc | Processes for producing a fuel range hydrocarbon and a lubricant base oil |
| US10550339B2 (en) * | 2017-08-24 | 2020-02-04 | Uop Llc | Diesel and cycle oil upgrading process |
| US20200102510A1 (en) * | 2018-09-29 | 2020-04-02 | Uop Llc | Process for maximizing production of heavy naphtha from a hydrocarbon stream |
| CN111088072A (zh) * | 2018-10-24 | 2020-05-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种降低重石脑油溴指数与增加航煤烟点的加氢裂化方法 |
| US11572515B2 (en) * | 2020-12-31 | 2023-02-07 | Uop Llc | Process for hydrocracking a hydrocarbon feed stream |
| US11859142B2 (en) * | 2021-04-30 | 2024-01-02 | Uop Llc | Hydrocracking process for maximization of naphtha |
Family Cites Families (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3047490A (en) * | 1958-11-04 | 1962-07-31 | Phillips Petroleum Co | Hydrocracking process |
| US3037930A (en) * | 1959-05-13 | 1962-06-05 | California Research Corp | Two-stage conversion process for the production of aromatic product fractions |
| US3243367A (en) * | 1963-11-26 | 1966-03-29 | Chevron Res | Multi-stage hydrocracking process |
| US3267021A (en) * | 1964-03-30 | 1966-08-16 | Chevron Res | Multi-stage hydrocracking process |
| US3509040A (en) * | 1968-02-23 | 1970-04-28 | Gulf Research Development Co | Process for producing jet fuel |
| US3551323A (en) * | 1968-12-23 | 1970-12-29 | Universal Oil Prod Co | Black oil conversion for maximum gasoline production |
| US3540999A (en) * | 1969-01-15 | 1970-11-17 | Universal Oil Prod Co | Jet fuel kerosene and gasoline production from gas oils |
| BE793384A (fr) * | 1971-12-27 | 1973-06-27 | Texaco Development Corp | Procede d'hydrocracking pour la conversion des hydrocarbures lourds en essence a faible teneur en soufre |
| US4197184A (en) * | 1978-08-11 | 1980-04-08 | Uop Inc. | Hydrorefining and hydrocracking of heavy charge stock |
| US4340465A (en) * | 1980-09-29 | 1982-07-20 | Chevron Research Company | Dual component crystalline silicate cracking catalyst |
| US4713167A (en) * | 1986-06-20 | 1987-12-15 | Uop Inc. | Multiple single-stage hydrocracking process |
| US4921595A (en) * | 1989-04-24 | 1990-05-01 | Uop | Process for refractory compound conversion in a hydrocracker recycle liquid |
| US5904835A (en) * | 1996-12-23 | 1999-05-18 | Uop Llc | Dual feed reactor hydrocracking process |
| US6113775A (en) * | 1997-12-05 | 2000-09-05 | Uop Llc | Split end hydrocracking process |
| US6217746B1 (en) * | 1999-08-16 | 2001-04-17 | Uop Llc | Two stage hydrocracking process |
-
2002
- 2002-06-04 US US10/162,774 patent/US20030221990A1/en not_active Abandoned
-
2003
- 2003-05-02 EP EP03726599A patent/EP1511824A4/en not_active Withdrawn
- 2003-05-02 CA CA002487381A patent/CA2487381A1/en not_active Abandoned
- 2003-05-02 PL PL372757A patent/PL203817B1/pl not_active IP Right Cessation
- 2003-05-02 AU AU2003228827A patent/AU2003228827B2/en not_active Ceased
- 2003-05-02 WO PCT/US2003/013816 patent/WO2003104358A1/en not_active Ceased
- 2003-05-02 JP JP2004511419A patent/JP2006510746A/ja active Pending
-
2004
- 2004-08-19 US US10/922,413 patent/US20050103682A1/en not_active Abandoned
- 2004-11-19 ZA ZA200409344A patent/ZA200409344B/xx unknown
-
2008
- 2008-06-12 US US12/138,384 patent/US20080283444A1/en not_active Abandoned
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20080283444A1 (en) | 2008-11-20 |
| US20050103682A1 (en) | 2005-05-19 |
| CA2487381A1 (en) | 2003-12-18 |
| PL372757A1 (pl) | 2005-08-08 |
| JP2006510746A (ja) | 2006-03-30 |
| WO2003104358A1 (en) | 2003-12-18 |
| US20030221990A1 (en) | 2003-12-04 |
| EP1511824A1 (en) | 2005-03-09 |
| EP1511824A4 (en) | 2008-07-09 |
| ZA200409344B (en) | 2006-02-22 |
| AU2003228827A1 (en) | 2003-12-22 |
| AU2003228827B2 (en) | 2008-11-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU2003228827B2 (en) | Multi-stage hydrocracker with kerosene recycle | |
| US6630066B2 (en) | Hydrocracking and hydrotreating separate refinery streams | |
| US20090045100A1 (en) | Multi-stage hydrocracker with kerosene recycle | |
| AU2005316780B2 (en) | High conversion hydroprocessing | |
| US6787025B2 (en) | Process for the production of high quality middle distillates from mild hydrocrackers and vacuum gas oil hydrotreaters in combination with external feeds in the middle distillate boiling range | |
| AU2008237602B2 (en) | New hydrocracking process for the production of high quality distillates from heavy gas oils | |
| US20090159493A1 (en) | Targeted hydrogenation hydrocracking | |
| JP5364711B2 (ja) | 高エネルギー留出燃料の製造方法 | |
| WO2006096368A2 (en) | High conversion hydroprocessing using multiple pressure and reaction zones | |
| PL197411B1 (pl) | Zintegrowany sposób hydrokonwersji | |
| US20090095654A1 (en) | Hydroprocessing in multiple beds with intermediate flash zones | |
| US20100200459A1 (en) | Selective staging hydrocracking | |
| CA2407357A1 (en) | Multiple hydroprocessing reactors with intermediate flash zones | |
| CA2567628A1 (en) | Hydroprocessing in multiple beds with intermediate flash zones | |
| US4404088A (en) | Three-stage hydrocracking process | |
| US11767479B2 (en) | Two-stage hydrocracking process for producing naphtha, comprising a hydrogenation stage implemented downstream of the second hydrocracking stage | |
| CA2590680A1 (en) | Fuels hydrocracking and distillate feed hydrofining in a single process |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| LAPS | Decisions on the lapse of the protection rights |
Effective date: 20110502 |